火电厂脱硫废水零排放技术分析.doc

火电厂脱硫废水零排放技术分析国务院发布“水十条”以来，国家将强化对各类水污染的治理力度，特别对火电、造纸行业企业核发排污许可证。环保部明确指出脱硫废水宜经石灰处理、混凝、澄清、中和等工艺处理后回用。鼓励采用蒸发干燥或蒸发结晶等处理工艺，实现脱硫废水不外排。本文以火电厂脱硫废水零排放技术进行分析，针对不同水质及电厂的现状进行分析不同工艺的选择建议及优势。根据“十三五”规划，火电厂的烟气脱硫脱硝已基本实现超底排放，对于水的排放近零排放问题已提到日程上来了。电厂的废水处理经过梯级利用，最后集中到脱硫废水上来，对于火电厂废水零排放也即是脱硫废水零排处理。故对于脱硫废水零排放的处理技术研究非常必要。一、脱硫废水零放的实施背景（一）2015年4月16日，国务院发布水污染防治行动计划（水十条），国家将强化对各类水污染的治理力度，提出最严格的源头保护和生态修复制度，全面控 制污染物排放，着力节约保护水资源，全力保障水生态安全。（二）2016年11月10日，国务院出台了控制污染物排放许可制实施方案国办 发201681号，文中第三条明确指出率先对火电、造纸行业企业核发排污许可证。（三）2016年11月24日，国务院发布了“十三五”生态环境保护规划国发201665号，文中指出十三五期间实施工业污染源全面达标排放计划，深入推进重 点污染物减排。电力、钢铁、冶金、造纸等高耗水行业达到先进定额标准。（四）2017年1月10日，环保部发布了火电厂污染防治技术政策，文中明确指 出脱硫废水宜经石灰处理、混凝、澄清、中和等工艺处理后回用。鼓励采用蒸发干燥或 蒸发结晶等处理工艺，实现脱硫废水不外排。（五）新建项目环评的要求。从近两年国务院密集发布的环保政策表明，党中央、国务院高度重视生态环境保护 工作，工业企业耗水大户在水资源约束与排放限制方面的压力陡然上升，加快落实深度 节水和废污水零排放已成为必然选择。（六）企业降本增效的需求近几年，工业企业生产取水单价增幅已超过50%，北方部分地区的增幅已超过100%。很多高耗水企业如火电厂水费已占到发电运行维护费用的25%以上，个别地区的水费已超过发电运行维护费用的30%。废水零排放的实施，可大大降低高耗水企业的取水费和排污费，使企业取得良好的经济效益。二、脱硫废水零排放的技术介绍（一）、零排放实施层次（即分级利用，集中处理）零排放是一项系统工程，包含两个层次：（1）采用节水工艺等措施提高用水效率，降低生产水耗，同时尽可能提高废水回用率，从而最大限度利用水资源；（2）采用高效的水处理技术，处理含盐废水，将无法利用的高盐废水浓缩为固体或浓缩液，不再以废水的形式外排到自然水体。图一 电厂废水梯级利用示意图（二）、脱硫废水来源锅炉烟气湿法脱硫（石灰石/石膏法）过程产水的废水来源于吸收塔排放水。为了维 持脱硫装置浆液循环系统物质 的平衡，防止烟气可溶部分即 氯浓度超过规定值和保证石膏 质量，必须从系统中排放一定 量的废水，废水主要来自石膏 脱水和清洗系统。（三）、脱硫废水水质特点1、高含盐：TDS 10，00040，000mg/L，以钙离子、镁离子、氯离子、硫酸根离子、亚硫酸根离子为主；2、高浊度：SS10，00030，000mg/L，以飞灰、石膏晶粒、氟化钙、酸不溶物为主；3、高硬度：钙、镁离子浓度高，易结垢4、腐蚀性：氯根浓度20000ppm左右，具有较强腐蚀性5、重金属：微量铅铬镉铜锌锰汞等重金属；6、废水稍偏酸性，pH一般保持在4.55.5之间；7、不稳定：组分多变，受地域、季节、煤源、石灰石源等影响极大，同一厂水质波动大。以下是12家火电厂脱硫废水水质汇总：（四）、脱硫废水零排放处理难点1、水质方面受煤种、脱硫岛用水水质、排放周期等因素的影响，不同地区电厂的废水水质差别很大，同一电 厂因排放时段不固定，差别也很大；同时废水的硬度和氯离子含量都非常高，极易造成处理系统结垢和腐蚀。2、水量方面脱硫废水为间断排放，易造成水量波动较大。三、脱硫废水零排放的处理工艺分析比较（一）、以水处理方式实现零排放1、工艺流程图图二 水处理方式的处理流程图2、优点1）对火电厂正常生产不造成任何影响，技术成熟可靠、适应性强、可满足不同地区、不同规模机组废水零 排放的需求；2）国内外成功运行的案例很多；3）回收95%以上的高品质淡水，分质制盐获得高纯度工业盐，对外销售实现循环经济。4）预处理软化模块、膜浓缩减量模块和蒸发模块均可单独运行，在需要达标排放的地区可只选择预处理软 化模块；在满足煤场、灰场喷洒的条件下可选择预处理软化+膜浓缩减量模块，做到近零排放；在当地环 保要求绝对零排放地区，选择三个模块组合。3、存在的问题1）预处理软化药剂费用较高；2）系统动设备较多，维护工作量较大；3）部分电厂周围无工业盐用户，工业盐销售困难，需要委托第三方处置。（二）、烟气余热利用（烟道喷雾蒸发）1、工艺流程图图三 烟道喷雾蒸发的处理流程图2、优点1）无预处理，无需药剂，运行费用低。3、存在的问题1）处理能力较低，不能完全满足零排放要求；2）设计不当的条件下，烟道结垢严重，可能 造成烟道部分堵塞，垢样成分与水泥类似，很难清洗；3）存在影响机组正常安全运行的风险，例如烟道 内尘堆积较多，导致阻力过大影响锅炉运行。（三）、烟气余热利用（烟道旁路喷雾蒸发）1、工艺流程图图四 烟道旁路喷雾蒸发的处理流程图2、优点1）固体盐分被除尘器捕捉到飞灰中，无需单独处置；2）技术成熟，废水蒸发工艺流程相对简单；3）喷雾蒸发器排出烟气湿度增加，可提高除尘器效率；3、存在的问题1）对锅炉热效率有影响，蒸发量越大，影响越大，故处理量较小；2）喷雾干燥蒸发需要利用高温烟气热值，直接增加了发电煤耗；3）每台机组都需建设一台雾化塔，设备分散，不便于管理，此外老机组设备布置场地受限；4）蒸发的固体盐混合在飞灰中，对粉煤灰综合利用带来不利影响。（四）、烟气余热利用（低温烟气浓缩+高温烟气旁路喷雾蒸发）1、工艺流程图图五 低温烟气浓缩+高温烟气旁路喷雾蒸发的处理流程图2、优点1）固体盐分被除尘器捕捉到飞灰中，无需单独处置；2）低温烟气一般为废热，可以减少废水蒸发对煤耗的影响；3）降低了进脱硫塔烟温，减少了脱硫塔蒸发补水量。3、存在的问题1）高温烟气喷雾干燥存在的问题，该组合工艺均存在；2）在已上低低温省煤器、MGGH的电厂应用受限；3）工艺由预沉降、浓缩、调质、干燥等单元组成，流程较长，增加很多动力设备，例如大功率引风机、浆液循环泵等电耗大幅度上升；4）在雾化塔基础上增加了浓缩塔，占地更大，设备更多，维护工作量加大。（五）工艺路线比较汇总表（六）根据不同现场推荐工艺路线1、主要工艺路线组合1）预处理软化+膜浓缩（SWRO/MBC/ED+DTRO/UHPRO）+蒸发结晶（MVR）：产生杂盐2）预处理软化+膜分盐（SCNF）+膜浓缩（SWRO/MBC/ED+DTRO/UHPRO）+蒸发结晶（MVR）：产生工业盐3）预处理软化+膜分盐（SCNF）+膜浓缩（SWRO/MBC/ED+DTRO/UHPRO）+电解制氯：回收利用氯化钠4）预处理软化+低温闪蒸浓缩减量+烟气旁路喷雾蒸发：水处理与烟气相结合。5）烟气余热利用路线（高温旁路烟气蒸发/低温烟气浓缩+高温旁路烟气蒸发）：烟道喷雾蒸发基本不用。2、各工艺路线适用场合1）不分盐蒸发：因产杂盐是固废，不好处理，一般不建议使用。2）分盐蒸发结晶：适合所有项目，尤其适用于周围有工业盐用户的电厂。3）电解制氯：适合沿海沿江开式冷却循环电厂。4）烟气旁路喷雾蒸发：适合于具备干灰、干渣拌湿条件的电厂或粉煤灰利用层级较低的电厂。四、结束语目前，我国脱硫废水零排放技术仍处于广泛研究与初步应用探索阶段。现有零排放技术的投资成本普遍较高且运行费用较大，在运行过程中也逐步突显各类问题。根据各厂的水质及需求情况，优化组合现有工艺，解决实际运行中的问题，实现低成本脱硫废水零排放，将是今后脱硫废水零排放研究的重点。12